二連盆地呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)烴源巖分布特征與油源分析

山鑫杰，王飛宇，劉 念，馮偉平，江 濤，杜 喜，程志強，李思嘉，李 月

（1.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京 102249；2.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249）

0 引言

二連盆地是燕山運動中期發(fā)育在海西褶皺基底上的中生代山間斷陷盆地，由眾多小凹陷組成，各凹陷相對獨立，均發(fā)育邊緣相沉積，因此二連盆地雖然油氣資源總體規(guī)模大但比較分散，各凹陷之間資源量相差懸殊［1-3］。作為二連盆地眾多富油凹陷之一的呼仁布其凹陷，勘探工作始于20 世紀90年代初，在凹陷南洼低部位鉆探的仁參1井，其阿爾善組、騰一段和騰二段均發(fā)現(xiàn)有油氣顯示，之后在南洼的高布背斜、馬辛斷鼻等區(qū)域鉆探10 余口探井，除仁3 井外，均有較好的油氣顯示，勘探程度比北洼更高［4］。呼仁布其凹陷南洼雖然面積小，構造圈閉不發(fā)育，但自早白堊世沉積以來，西部緩坡帶始終位于較高部位，使洼漕生成的油氣可以沿斷層等輸導體系向緩坡帶運移。緩坡帶發(fā)育的大量扇體以及上覆蓋層可以使油氣得以聚集和保存，但到目前為止尚未在南洼發(fā)現(xiàn)可觀的油氣藏［5-6］。

通過對呼仁布其凹陷南洼典型井測井曲線以及烴源巖和原油樣品的有機地球化學分析，系統(tǒng)研究下白堊統(tǒng)烴源巖的分布規(guī)律以及烴源巖和原油的有機地球化學特征，揭示該地區(qū)下白堊統(tǒng)的油氣來源，以期指明呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)的油氣勘探方向。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

呼仁布其凹陷位于二連盆地西部的巴音寶力格隆起中段，呈北東向長條狀展布，由北、中、南等3個次級洼漕組成。南洼南北長約45 km，東西寬約15 km，面積約700 km2，基底最大埋深達4 500 m，呈“東斷西超”的箕狀單斷結構。南洼包括東部洼漕帶、曼特構造帶、高布背斜帶和西部斜坡帶，曼特構造帶的構造樣式控制形成了凹陷南部的沉積中心［4-6］（圖1）。關于呼仁布其凹陷沉積相也有大量研究，張文朝等［3-4］和許輝［5］均認為凹陷內(nèi)下白堊統(tǒng)為一套內(nèi)陸河湖相碎屑巖沉積，粒度呈現(xiàn)粗—細—粗的特征，自下而上發(fā)育阿爾善組（K1ba）、騰格爾組一段（K1bt1）、騰格爾組二段（K1bt2）以及賽漢塔拉組（K1bs）等4 套地層，厚度為950～4 000 m。K1ba 形成于裂谷斷陷早期，以濱淺湖、扇三角洲沉積為主，巖性以砂礫巖為主，僅見薄層泥巖；K1bt1形成于裂谷強烈斷陷期，以湖泊、水下扇沉積為主，巖性以深灰色泥巖和鈣質(zhì)泥巖為主；K1bt2形成于斷坳轉換期，以濱淺湖、辮狀河三角洲沉積為主，巖性以泥巖夾砂礫巖為主；K1bs 形成于裂谷坳陷沉降期，以湖沼和河流沉積為主，巖性以砂質(zhì)礫巖為主，底部出現(xiàn)煤層。K1bs 由于地層埋藏淺，烴源巖處于未成熟階段，對生烴沒有貢獻［4］。

圖1 呼仁布其凹陷南洼區(qū)域位置圖及K1ba 頂面構造圖Fig.1 Geographical location and the structure map of K1ba in southern trough of Hurenbuqi sag

2 烴源巖有機相劃分及分布特征

2.1 烴源巖有機相劃分

根據(jù)有機質(zhì)來源（顯微組分）和沉積環(huán)境特征將二連盆地呼仁布其凹陷南洼湖相烴源巖有機相分為C 相、D/E 相和F相（表1）［7-14］。C 相烴源巖主要發(fā)育于湖相缺氧環(huán)境，母質(zhì)來源為藻類或細菌，顯微組分多為腐泥組、殼質(zhì)組和鏡質(zhì)組，烴源巖HI為400～800 mg/（g TOC）（未成熟—低成熟階段），以生油為主。D/E 相烴源巖形成于偏氧化的沉積環(huán)境，母質(zhì)來源主要為高等植物來源的角質(zhì)體、樹脂和細菌等，顯微組分為殼質(zhì)組、鏡質(zhì)組和惰質(zhì)組混合型，HI為200～400 mg/（g TOC）（未成熟—低成熟階段），F(xiàn) 相烴源巖主要發(fā)育于氧化、陸源湖沼環(huán)境，母質(zhì)來源主要為陸源高等植物木質(zhì)素，顯微組分多為鏡質(zhì)組和惰質(zhì)組，HI為50～200 mg/（g TOC）（未成熟—低成熟階段），以生氣為主。

眾多學者［15-17］通過分析湖相烴源巖地球化學參數(shù)認為HI與TOC 之間存在一定的相關性，并且在渤海灣盆地和二連盆地得到了很好的論證。通過整理分析呼仁布其凹陷南洼160 個烴源巖地球化學數(shù)據(jù)可以看出：烴源巖HI與TOC 存在很好的相關性，當TOC 質(zhì)量分數(shù)＜1%時，HI一般小于200 mg/（g TOC）；當TOC 質(zhì)量分數(shù)為1%～2%時，HI為200～400 mg/（g TOC）；當TOC 質(zhì)量分數(shù)＞2%時，HI一般大于400 mg/（g TOC）。另外，由于呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)烴源巖整體處于低成熟階段（Ro≈0.55%），所以可以結合烴源巖有機質(zhì)來源和沉積環(huán)境（后文論述），利用HI和有機質(zhì)顯微組分劃分烴源巖有機相（圖2和圖3）。K1ba 烴源巖樣品干酪根顯微組分組成為：腐泥組+殼質(zhì)組質(zhì)量分數(shù)為58%～69%，鏡質(zhì)組質(zhì)量分數(shù)為16%～31%，惰質(zhì)組質(zhì)量分數(shù)為2%～11%，HI主要分布于200～600 mg/（g TOC），發(fā)育C 相和D/E 相烴源巖；K1bt1樣品的腐泥組+殼質(zhì)體含量比阿爾善組明顯增多，HI主要分布于400～800 mg/（g TOC），以C 相烴源巖為主；K1bt2樣品的HI主要分布于300～500 mg/（g TOC），發(fā)育C 相和D/E 相烴源巖。

表1 湖相烴源巖有機相劃分方案（據(jù)文獻［12］修改）Table 1 Division of organic facies in lacustrine source rocks

圖2 呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)烴源巖HI-TOC 關系圖Fig.2 HI-TOC relationship of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

圖3 呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)烴源巖干酪根顯微組分相對豐度三角圖Fig.3 Relative abundance of kerogen microscopic components of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

2.2 烴源巖測井地球化學評價

Passey 等［18］提出利用測井資料定量識別含有機質(zhì)巖層TOC 的Δ logR1法，眾多國內(nèi)外學者［19-25］改進應用該方法進行烴源巖評價，并取得了很好的效果。本文以仁9 井為例，將實測TOC 與Δ logR1擬合，二者表現(xiàn)出很好的相關性（相關指數(shù)R2=0.877）（圖4和圖5），擬合關系式為：TOC=1.095 1 Δ logR1+1.005 9。利用上述方法擬合得到呼仁布其凹陷南洼中6 口典型井連續(xù)的TOC 數(shù)據(jù)（圖6），結果表明：實測TOC 與運用Δ logR1計算得到的TOC 的相關性較好，通過這種方法計算出全井段不同TOC區(qū)間內(nèi)烴源巖的厚度，結合HI與TOC 的關系得出典型井全井段不同有機相烴源巖的厚度（表2），進而得出呼仁布其凹陷南洼烴源巖平面分布規(guī)律。

圖4 呼仁布其凹陷南洼仁9 井下白堊統(tǒng)實測TOC 與Δ logR1 的相關性Fig.4 Correlation between measured Lower Cretaceous TOC and Δ logR1of well Ren 9 in southern trough of Hurenbuqi sag

圖5 呼仁布其凹陷南洼仁9 井下白堊統(tǒng)烴源巖有機相劃分Fig.5 Division of organic facies of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

圖6 呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)烴源巖厚度分布圖Fig.6 Thickness of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

表2 呼仁布其凹陷南洼典型井下白堊統(tǒng)不同有機相烴源巖厚度Table 2 Thickness of Lower Cretaceous source rocks of different organic facies in the typical well of southern trough，Hurenbuqi sag

2.3 烴源巖空間展布

仁9 井位于呼仁布其凹陷南洼漕東部，完鉆層位為侏羅系。高豐度烴源巖主要分布于K1bt1的中下段，TOC 質(zhì)量分數(shù)為3.22%～6.74%，HI平均為454 mg/（g TOC）。由于K1bt1沉積期湖盆擴張，水體變深，仁9 井區(qū)發(fā)育半深湖—深湖亞相沉積，巖性以泥巖為主，C 相烴源巖發(fā)育，厚度可達497 m（圖5）。K1ba 沉積期為裂谷初成階段，發(fā)育大量扇三角洲沉積，巖性以砂礫巖、礫狀砂巖為主，有機質(zhì)豐度明顯降低，TOC 質(zhì)量分數(shù)平均為2.73%，HI平均為412 mg/（g TOC），發(fā)育C 相烴源巖和D/E 相烴源巖，主要分布于K1ba 中下段。K1bt2沉積期處于斷坳轉換階段，湖盆開始收縮，辮狀河三角洲沉積發(fā)育，但由于K1bt2烴源巖埋藏較淺，基本處于未成熟—低成熟階段（后文論述），故不對其烴源巖厚度進行討論。

為了分析呼仁布其凹陷南洼烴源巖的平面分布特征，選取典型井仁15 X 井、仁1 井、仁10 X 井、仁9 井、仁參1 井和仁11 井進行烴源巖厚度分析（表2）。C 相和D/E 相烴源巖在K1ba，K1bt1和K1bt2均有分布，而K1bt1沉積期由于湖泊廣泛分布，以偏還原的沉積環(huán)境為主，藻類等低等水生生物發(fā)育，C 相烴源巖主要分布于K1bt1；K1ba 沉積期多發(fā)育扇三角洲沉積，以偏氧化的沉積環(huán)境為主，D/E 相烴源巖主要分布于K1ba。平面上，處于南洼漕東部的仁參1 井在K1ba 沉積期由于靠近西南物源區(qū)，多粗碎屑沉積，因此C 相烴源巖基本不發(fā)育，而處于斜坡部位的仁9 井區(qū)K1ba 沉積期處于湖泊相沉積環(huán)境，有機質(zhì)豐富，保存環(huán)境良好，好烴源巖發(fā)育。因此，整體上來看，烴源巖分布主要受沉積期古地貌和沉積相控制，南洼漕東部的湖泊相沉積地層發(fā)育厚層、好烴源巖。在用地震數(shù)據(jù)建立的地質(zhì)格架約束下，綜合考慮沉積期古地貌以及沉積相等因素的影響，以南洼典型井不同層位不同有機相烴源巖厚度為控制點，繪制呼仁布其凹陷南洼K1ba和K1bt1烴源巖厚度平面分布圖（圖6）。K1ba 的D/E 相烴源巖主要分布于東部洼漕帶，其中仁參1井附近D/E 相烴源巖厚度可達219 m，向四周構造高部位烴源巖厚度迅速減小，仁3 井D/E 相烴源巖厚度小于5 m；K1ba 的C 相烴源巖主要分布于濱淺湖沉積發(fā)育的仁9 井區(qū)附近，厚度約341 m；K1bt1的C 相烴源巖主要分布于半深湖—深湖沉積的東部洼漕帶，仁參1 井附近C 相烴源巖厚度可達497 m，K1bt1的D/E 相烴源巖的分布范圍與C 相烴源巖基本一致，但厚度很小，仁參1 井附近D/E 相烴源巖厚度僅為20 m，故不再討論K1bt1的D/E 相烴源巖的厚度分布。

3 烴源巖生物標志化合物特征

3.1 有機質(zhì)沉積環(huán)境和母質(zhì)來源

圖7 呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)烴源巖飽和烴質(zhì)量色譜圖Fig.7 Mass chromatograms of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

圖8 呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)烴源巖與原油Pr/nC17和Ph/nC18關系圖Fig.8 Relationship between Pr/nC17 and Ph/nC18of source rocks and crude oils in southern trough of Hurenbuqi sag

Pr/Ph 可以有效反映烴源巖沉積時期的氧化還原條件，通常低Pr/Ph 指示還原環(huán)境，高Pr/Ph 指示氧化環(huán)境，但Pr/Ph 還會受成熟度等因素的影響，可采用多參數(shù)綜合表征有機質(zhì)沉積環(huán)境［26-28］。伽馬蠟烷前身物為四膜蟲醇，大量的伽馬蠟烷指示有機質(zhì)沉積時的強還原超鹽度特征［29-31］，而β胡蘿卜烷作為一種全飽和的C40雙環(huán)萜烷，其存在主要源于缺氧的、含鹽湖相沉積中的藻類有機質(zhì)，因此可以指示高鹽度強還原的湖相沉積環(huán)境［32-34］。K1ba 烴源巖的w（Pr）/w（Ph）為0.18～2.81，平均值為0.86，β胡蘿卜烷含量相對低，w（伽馬蠟烷）/w（C31藿烷）分布在0.38～11.14，平均值為5.74，表明K1ba 沉積期水體為淡水—微咸水、弱還原環(huán)境（圖7 和圖8）；K1bt1烴源巖的w（Pr）/w（Ph）為0.10～0.81，平均值為0.33，β胡蘿卜烷含量中等，w（伽馬蠟烷）/w（C31藿烷）分布在3.78～14.02，平均值為8.24，表明K1bt1沉積期水體為微咸水、還原環(huán)境；K1bt2烴源巖的w（Pr）/w（Ph）為0.06～0.16，平均值為0.12，β胡蘿卜烷含量高，w（伽馬蠟烷）/w（C31藿烷）在6.90～25.28，平均值為12.26，表明K1bt2沉積期水體為半咸水—咸水、強還原環(huán)境。由于K1ba 沉積期為裂谷斷陷早期，主要為濱淺湖和扇三角洲沉積，水體較淺、處于偏氧化環(huán)境，烴源巖正構烷烴呈“中前峰型”分布，混合生源輸入；K1bt1沉積期裂谷處于強烈斷陷期，水體加深、處于偏還原的環(huán)境，烴源巖正構烷烴呈“前峰型”分布，發(fā)育藻類等低等水生生物；K1bt2沉積期為斷坳轉換期，水體收縮，鹽度增加，水體還原性增強，烴源巖正構烷烴呈“后峰型”分布，ααα-20 R 構型甾烷呈明顯反“L”型，陸源植物輸入增多，但是由于其強還原環(huán)境和低成熟度的影響，導致K1bt2烴源巖在圖8 中出現(xiàn)異常。

3.2 有機質(zhì)成熟度

鏡質(zhì)體反射率（Ro）和最大熱解峰溫（Tmax）均為判斷烴源巖有機質(zhì)成熟度常用的指標。此外，生物標志化合物中表征有機質(zhì)成熟度的參數(shù)包括：奇偶優(yōu)勢比OEP（或碳優(yōu)勢指數(shù)CPI）、甾烷異構化參數(shù)和萜烷異構化參數(shù)等［35-38］。在低成熟度沉積物中的甾、萜烷屬于熱穩(wěn)定性低的構型，隨著成熟度的增加向熱穩(wěn)定性強的構型轉化，即鏈狀烴由“生物構型R”向“地質(zhì)構型S”轉化，環(huán)狀烴由“生物構型α”向“地質(zhì)構型β”轉化，并且該類化合物在烴源巖中廣泛存在［39］。由于呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)3套烴源巖大多處于低成熟階段，成熟度的生物標志物特征不明顯，因此本文成熟度參數(shù)選用：Tmax，Ro和OEP。

呼仁布其凹陷南洼K1ba 烴源巖Ro為0.48%～0.62%，Tmax為425～445 ℃，OEP為1.04～2.11，平均值為1.46，處于低成熟—成熟階段。K1bt1烴源巖Ro為0.40%～0.55%，Tmax為420～440 ℃，OEP為1.17～3.17，平均值為1.83，處于低成熟階段。K1bt2烴源巖Ro為0.33%～0.50%，Tmax為420～435 ℃，OEP為1.86～3.57，平均值為2.59，處于未成熟—低成熟階段（圖9）。

圖9 呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)烴源巖成熟度參數(shù)隨深度變化圖Fig.9 Variation of maturity parameters of Lower Cretaceous source rocks with depth in the southern trough of Hurenbuqi Sag

圖10 呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)有機質(zhì)成熟度分布圖Fig.10 Distribution of maturity in the middle section of Lower Cretaceousin southern trough of Hurenbuqi sag

在成熟度參數(shù)的約束下，利用生烴動力學模型（平均古地溫梯度設為4.66 ℃/100 m）確定主力烴源巖所在層位K1ba 中段和K1bt1底部的成熟度平面分布圖（圖10，由于C 相烴源巖主要分布于K1bt1烴中下段，D/E 相烴源巖主要分布于K1ba 的中段）：K1ba 中段烴源巖在全區(qū)基本已進入成熟階段（Ro為0.55%～0.80%），洼漕的成熟度明顯高于隆起部位，而K1bt1底部烴源巖只在南洼漕東部及南部地區(qū)進入成熟階段。

4 油源分析

4.1 原油物理性質(zhì)及族組分特征

二連盆地呼仁布其凹陷南洼目前發(fā)現(xiàn)的油氣主要分布于K1ba，K1bt1和K1bt2，原油樣品密度為0.84～0.89 g/cm3，API為28°～36°，大部分屬于中質(zhì)油，蠟質(zhì)量分數(shù)普遍高于8%，屬于高蠟原油，黏度為8.05～38.62 mPa·s，原油樣品凝固點為24～31 ℃，硫質(zhì)量分數(shù)普遍小于0.1%，可見呼仁布其凹陷南洼原油以中質(zhì)油為主，原油含蠟量高、黏度中等偏下、凝固點低、含硫量低，屬于“三低一高”的湖相原油（表3，圖11）。K1bt2原油API約為28°，密度較大，黏度較高，飽和烴和芳烴含量均中等，正構烷烴具有典型的完整峰型分布，基本沒有受到生物降解的影響，可能為K1bt1烴源巖的成熟度較低的原油。

表3 呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)原油及油砂物性Table 3 Physical properties of crude oil and oil sand of Lower Cretaceous in southern trough of Hurenbuqi sag

圖11 呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)烴源巖與原油族組分相對豐度三角圖Fig.11 Relative abundance of component of source rocks and crude oil of Lower Cretaceous in southern trough of Hurenbuqi sag

4.2 原油地球化學特征與油源分析

呼仁布其凹陷南洼K1ba 油砂樣品w（Pr）/w（Ph）約為0.81%，形成于弱還原的沉積環(huán)境，正構烷烴基本不具有奇偶優(yōu)勢（OEP≈1.07），飽和烴含量高，而原油成熟度識別參數(shù)（表4 中的C29ααα20 S/（20 S+20 R）甾烷和C29ββ/（ββ+αα）甾烷）出現(xiàn)明顯異常，可能由于后期采樣過程中低熟油的污染［40-48］，總體上看K1ba 原油為成熟原油，來源于K1ba 成熟烴源巖。K1bt1原油飽和烴總離子流圖顯示為“中峰型”，正構烷烴碳數(shù)主要分布在nC14—nC29，主峰碳為nC23，具有較小的奇數(shù)碳優(yōu)勢，植烷優(yōu)勢明顯，伽馬蠟烷含量高，ααα-20 R 構型甾烷化合物連線呈近不對稱“V”型，形成于還原環(huán)境，成熟度低于K1ba 原油，來源于K1bt1烴源巖；K1bt2原油正構烷烴碳數(shù)主要分布在nC16—nC31，主峰碳為nC23，為中前峰型，正構烷烴基本不具有奇偶優(yōu)勢，具有植烷優(yōu)勢，伽馬蠟烷含量高，結合圖8 分析認為K1bt2原油可能來源于K1bt1烴源巖（表4，圖12）。

表4 呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)原油地球化學參數(shù)Table 4 Geochemical parameters of crude oil of Lower Cretaceous in southern trough of Hurenbuqi sag

圖12 呼仁布其凹陷南洼下白堊統(tǒng)油砂和原油飽和烴質(zhì)量色譜圖Fig.12 Mass chromatograms of Lower Cretaceous crude oils in southern trough of Hurenbuqi sag

5 結論

（1）二連盆地呼仁布其凹陷南洼主要發(fā)育阿爾善組、騰一段和騰二段等3 套烴源巖，其中阿爾善組主要發(fā)育C 相和D/E 相烴源巖，處于低成熟—成熟階段；騰一段主要發(fā)育C 相烴源巖，處于低成熟階段；騰二段主要發(fā)育C 相和D/E 相烴源巖，處于未成熟—低成熟階段。

（2）二連盆地呼仁布其凹陷南洼阿爾善組烴源巖為低等水生生物與陸源高等植物的混合來源，形成于淡水—微咸水、弱還原環(huán)境；騰一段烴源巖為藻類等低等水生生物貢獻稍高的混合來源，形成于微咸水—半咸水、還原環(huán)境；騰二段烴源巖為陸生高等植物貢獻稍高的混合來源，形成于半咸水—咸水、強還原環(huán)境。

（3）二連盆地呼仁布其凹陷南洼阿爾善組的成熟原油來源于阿爾善組烴源巖，騰一段成熟度較低原油來源于騰一段烴源巖，而騰二段成熟度較低原油可能來源于騰一段烴源巖。